3. Расчет материального баланса установки подготовки нефти

Годовая производительность установки по сырью- 2,4 млн т/год.

Годовая продолжительность работы установки - 350 дней (8400ч).

Обводненность сырой нефти - 70% масс.

Содержание воды на выходе нефти– 0,5% масс.

Содержание УВ в товарной воде- 0,1%масс.

Таблица 3.1.

Химический состав нефти

Компонент	СО2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i- C4H10	н- C4H10	i-C5H12	н-C5H12	Остаток	Итого
% мол.	0,05	0,38	23,75	4,16	7,33	0,97	4,49	1,47	3,55	53,85	100

3.1. Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно:

Р = 1 МПа t = 20 ⁰С

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,4 – 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона:

у_i^´ = K_i x_i^´ (3.1.)

где у_i^´ - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящимся в равновесии с жидким остатком; x_i^´ - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 1 МПа и t =20 ⁰С).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

у_i^´= (3.2)

где Z^´_i – мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;

N^´ - мольная доля отгона.

Поскольку ∑ у_i^´ = 1,то по уравнению (3.2) получим

=1 (3.3)

Уравнение (3.3) используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона N^´ , при заданных составе исходной смеси Z^´_i, давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии G_э – 2000000 тонн/год часовая производительность установки составит:

т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (К_i) с учетом условий сепарации приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти (Z´i)	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/моль	Кi
СО2	0,05	44	14,6
N2	0,38	28	48,8
CH4	23,75	16	20,80
C2H6	4,16	30	2,98
C3H8	7,33	44	0,63
н- C4H10	0,97	58	0,20
i- C4H10	4,49	58	0,29
н-C5H12	1,47	72	0,04
i-C5H12	3,55	72	0,05
остаток	53,85	86	0,010
∑	∑ Z´i=100	~	~

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе:

у₁^´=

у₂^´=

у₃^´=

у₄^´=

у₅^´=

у₆^´=

у₇^´=

у₈^´=

у₉^´=

у₁₀^´=

Путем подбора определим такую величину N^´, при которой выполняется условие:

∑ у_i^´ = 1

Подбор величины N^´ приводится в таблице 3.3

Таблица 3.3.

Определение мольной доли отгона N^´

компонент	N'=25,16
CO2	0,001
N2	0,014
CH4	0,825
C2H6	0,082
C3H8	0,0509
н-C4H10	0,0111
i-C4H10	0,0034
н-C5H12	0,0018
i-C5H12	0,0009
остаток	0,0071
Итого	1,000

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 26,365 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчет приведен в таблице 3.4.

Таблица 3.4.

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (Z´i), %	Газ из сепаратора		Нефть из сепаратора моли (Z´i- Nг0i)	Мольный состав нефти из блока сепараторов
		Молярная концентрация	Моли Nг0i= N´∙ уi´
CO2	0,05	0,001651	0,041	0,008	0,011
N2	0,38	0,014	0,358	0,021	0,029
CH4	23,75	0,825	20,77	2,971	3,970
C2H6	4,16	0,082	2,08	2,078	2,776
C3H8	7,33	0,0509	1,28	6,048	8,082
н-C4H10	0,97	0,0034	0,08	0,883	1,180
i-C4H10	4,49	0,011	0,28	4,207	5,621
н-C5H12	1,47	0,0009	0,02	1,445	1,931
i-C5H12	3,55	0,0018	0,04	3,502	4,680
остаток	53,85	0,0071	0,18	53,669	71,714
итого	100,000	1,000	25,16	74,83	100

Баланс по массе в расчете на 100 молей сырой нефти приведен в таблице 3.5.

Таблица 3.5.

Массовый баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (Z´i), %	Массовый состав сырой нефти Мic= Z´i ∙ Mi	Массовый состав газа из сепаратора Мiг= Nг0i ∙ Mi	Массовый состав нефти из сепаратора Мiн= Мic - Мiг	Масса выделившегося газа относительно сырой нефти Riг= Мiг / Мic∙100
CO2	0,830	36,52	32,29	4,23	88,41
N2	0,310	8,68	8,24	0,44	94,96
CH4	24,460	391,36	349,43	41,93	89,29
C2H6	3,120	93,60	53,46	40,14	57,11
C3H8	3,980	175,12	40,11	135,01	22,91
н-C4H10	2,430	81,20	9,95	71,25	12,25
i-C4H10	1,400	140,94	12,84	128,10	9,11
н-C5H12	1,360	92,16	2,57	89,59	2,78
i-C5H12	1,280	97,92	2,06	95,86	2,10
остаток	60,830	5231,38	29,79	5201,59	0,57
Σ	100,000	6348,88	540,73	5808,15	8,52

R_см^г =0,0852 – массовая доля отгона

Средняя молекулярная масса газа:

М_ср^г = ∑ М_i^г /∑ N^г_0i

М_ср^г =540,73/26,365=20,51

Плотность газа:

ρ_ср===8,53 кг/м³

Плотность газа при н.у.: ρ_ср===0,91 кг/м³

Таблица 3.6.

Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе

Компонент смеси	Молярная концентрация Nг0i / ∑Nг0i	Молекулярная масса Мi	Массовый состав , %	Содержание тяжелых углеводородов , г/м3
CO2	0,0278	44	5,97	-
N2	0,0112	28	1,52	-
CH4	0,8284	16	64,61	-
C2H6	0,0676	30	9,88	-
C3H8	0,0346	44	7,42	632,75
н-C4H10	0,0084	58	1,84	156,91
i-C4H10	0,0065	58	2,37	202,54
н-C5H12	0,0011	72	0,47	40,47
i-C5H12	0,0014	72	0,38	32,48
остаток	0,0131	86	5,51	469,95
итого	1,0000	-	100,00	1535,09

В блоке сепарации от сырой нефти отделяется только газ. Количество безводной нефти в этом потоке составляет:

Q_н = 83,33

Газ будет отделяться от нефти с производительностью:

Q_г = R_см^г ∙ Q_н

Q_г=0,0852 ∙ 83,33 = 7,1 т/ч

Q_н^сеп = Q_н - Q_г =83,33 – 7,1 =76,23 т/ч

Q^сеп = Q_н^сеп + Q_воды=76,23 + 154,76 =231 т/ч

Правильность расчета материального баланса определится выполнением условия:

∑ Q^{до сеп} = ∑ Q^{после сеп}

∑ Q^{до сеп} = Q = 83,33 т/ч

∑ Q^{после сеп}= Q^сеп + Q_г

Q^сеп + Q_г=76,23 + 7,1=83,33 т/ч

Условие выполняется.

Данные по расчету блока сепарации первой ступени сводим в таблицу 3.7.

Таблица 3.7.

Материальный баланс сепарации первой ступени

	Приход			Расход
	% масс	т/ч	т/год		% масс	т/ч	т/год
эмульсия				эмульсия	97,02
в том числе				в том числе
нефть	35	83,33	700000	Нефть	33	76,23	640360
вода	65	154,76	1300000	Вода	67	154,76	1300000
				Всего	100	231	1940360
ИТОГО	100	261,90	2000000	Газ	2,98	7,10	59640
				Итого	100	238,10	2000000